Расчетная часть-Расчет Бурильной и обсадной колонны на глубину бурения 2500 метров Агрегатом для ремонта скважины АРБ-100: Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении, Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор, Гидродинамика промыв

Расчетная часть-Расчет Бурильной и обсадной колонны на глубину бурения 2500 метров Агрегатом для ремонта скважины АРБ-100: Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении, Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор, Гидродинамика промывки скважин ПМД-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

6.1 Расчет конструкции бурильных труб на прочность при бурении

6.1.1 Исходные данные

Таблица 6.1.1 – Параметры конструкции скважины

Тип колонны Интервал бурения, м Диаметр долота , мм
Диаметр обсадной колонны , мм

Направление 0 30 295 245
Кондуктор 30 630 215 178
Промежуточная 630 2000 152 127
Эксплуатационная 2000 2500 95 89

Таблица 6.1.2 – Диаметры УБТ и бурильных колонн, соответствующие конструкции скважины

Тип колонны Интервал бурения, м Диаметр ' долота
, мм
Диаметр
обсадной
колонны
, мм
Диаметр' УБТ

Диаметр бурильных труб , мм

Направление 0-30 295 245 177,8 
Кондуктор 30-630 215 178 177,8 102
Промежуточная 630-2000 152 127 120 89
Эксплуатаци-онная 
2000-2500 
95 
89 
89 
89

Таблица 6.1.3 – Исходные данные для расчета бурильной колонны

Тип колонны Интервал бурения, м Максимальная
нагрузка
на долото, тс Максимальный
перепад давления
при бурении под
колонну, кг/см2 Максимальное число оборотов ротора, об/мин
Направление 0-30   
Кондуктор 30-630 15 58 80
Промежуточная 630-2000 7,8 102 80
Эксплуата-ционная 
2000-2500 
4 
320 
80

6.1.2 Расчет конструкции бурильной колонны под кондуктор

Выбираются диаметры УБТ и бурильных труб под кондуктор исходя табл. 6.1.1 6.1.2 и 6.1.3. Диаметр УБТ под кондуктор диаметра 178 мм будет равен 177,8 мм, диаметр бурильных труб - 102 мм.

Диаметр УБТ перед бурильными трубами, мм:

     (6.1.1)



Коэффициент 1,333 используется для плавного перехода диаметров от бурильных труб к УБТ.
Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 89 мм. Следующий диаметр УБТ, мм:



Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 120 мм. Следующий диаметр УБТ, мм



Ближайший по сортаменту диаметр равен 177,8 мм
Длины и , как промежуточные, принимаем равными по 25м
Определяем длину основного диаметра , равного 127 мм, по формуле, м:

  (6.1.2)



где Рн -осевая нагрузка на долото под кондуктор из табл. 6.1.2;
- вес погонного метра основного УБТ из справочника бурильных труб;
- вес 1 погонного метра УБТ второго диаметра из справочника бурильных труб;
-вес 1 погонного метра УБТ третьего диаметра из справочника бурильных труб;
- плотность бурового раствора при бурении под кондуктор;
- плотность металла - 7.85;
- длина основного УБТ, м.
Суммарная длина УБТ, м:

= 25 + 25 + 109= 159

Глубина кондуктора LK = 630 м. Следовательно, длина бурильных труб под кондуктор, м:

     (6.1.3)



Суммарный вес УБТ, кг:

  (6.1.4)



Диаметр первой секции бурильных труб 102 мм. марка стали Д толщиной стенки 8,4 мм. Проверяем на изгибающие нагрузки, действующие на бурша ную колонну, при бурении под кондуктор.

Определяем длину полуволны при вращении колонны, м:

    (6.1.5)



где J - осевой момент инерции сечения тела трубы,
d - внутренний диаметр бурильной колонны, ;
- толщин стенки труб, см;
q – масса 1 метра трубы, кг.

Полярный момент сопротивления гладкой части бурильных труб, см :

    (6.1.6)

Изгибающий осевой момент сопротивления, см3:

    (6.1.7)

Длина полуволны в нейтральном сечении, м:

    (6.1.8)



Стрела прогиба бурильной колонны, мм:

    (6.1.9)



где - диаметр замкового соединения трубы.
Радиус кривизны бурильной колонны, мм:

    (6.1.10)



Крутящий изгибающий момент, кг/м:

   (6.1.11)



Изгибающее напряжение в теле трубы кг/см2:

  (6.1.12)



Амплитуда переменного напряжения, кг/см2:

 (6.1.13)



Проверка на статическую прочность секции бурильной трубы: Вес УБТ в буровом растворе, кг:

   (6.1.14)



Вес бурильной трубы в буровом растворе, кг:

  (6.1.15)



где qk - вес погонного метра секции бурильной трубы, кг; l-длина секци бурильных труб, м;
i — порядковый номер секции бурильной трубы.
Растягивающая нагрузка на верхнем сечении бурильных труб, кг

   (6.1.16)


Растягивающее напряжение, кг/мм2:

     (6.1.17)



где Ft - площадь поперечного сечения тела трубы, мм2;
F - площадь проходного сечения в трубе, см.

Крутящий момент на трубах:

   (6.1.18)

где N - необходимая мощность для вращения бурильной колонны;
- необходимая мощность на вращение долота; п - число оборотов долота, об/мин.

Касательное напряжение в верхнем сечении тела трубы, кг/мм2:

     (6.1.19)


Эквивалентное напряжение

   (6.1.20)



где п - коэффициент запаса прочности (для роторного способа бурения 1.5; коэффициент запаса прочности для турбинного способа бурения 1.4).

Предельно допустимое напряжение трубы марки Д, кг/мм2:

    (6.1.21)


где  . Данный коэффициент запаса прочности больше 1,5, что проходит по условиям прочности.

Растягивающее напряжение,

    (6.1.22)



Сравниваем его с предельно допустимым растяжением.
Под кондуктор, как правило, условия прочности бурильной колонны выполняются.

6.1.3 Расчет конструкции бурильной колонны под промежуточную и эксплуатационные колонны.
Промежуточная и эксплуатационная колонны одинакового диаметра, принимаем равным 89 мм. Конструкция бурильной колонны под промежуточную и эксплуатационную колонны - это продолжение конструкции бурильной колонны, которую мы сконструировали под кондуктор.
Диаметр УБТ перед бурильными трубами, мм:



Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 89 мм. Следующий диаметр УБТ, мм:



Ближайший по сортаменту к диаметру из табл. 6.1.2 будет диаметр УБТ, равный 120 мм.
Диаметр основной УБТ равен 177,8 мм
Длины и , как промежуточные, принимаем равными по 25м
Определяем длину основной УБТ диаметра 177,8 мм:



г
Определяем суммарный вес УБТ при бурении под промежуточную колонну, :



Суммарный вес компоновки, кг:



Выбираем сортамент бурильной трубы и ее длину для второй секции бурильной колонны. В пределах одного наружного диаметра бурильных труб алгоритм выбора прочностных характеристик труб следующий: начальные трубы берутся группы прочности Д, максимальной толщины стенки; определяется длина 1-й секции бурильных труб исходя из условий прочности; выбирается 2-я следующая секция бурильных труб группы прочности Д, но толщиной стенки для секции на одну степень меньше (толщина стенки 10 мм). Если больше толщины стенки бурильных труб [10] нет, то выбираем целующую группу прочности стали с минимальной толщиной стенки. Определяем длину 2-й секции согласно условиям прочности, показанным выше.

Длина секции определяется по формуле


где  - площадь внутритрубного пространства, см;
- перепад давления в колонне бурильных труб, кг/см2;
i – порядковый номер секции бурильных труб.

Определяем вес второй секции бурильных труб, кг:



Нарастающая длина компоновки, м:



Нарастающий вес компоновки, кг:



Растягивающая нагрузка в буровом растворе



Полученную длину секции проверяем на условия выполнения прочное!
Длина полуволны в нейтральном сечении рассчитывается один раз выборе первой секции бурильной колонны после УБТ. Проектирование конструкции бурильной колонны ведется снизу вверх.
При выборе второй и последующих секций бурильной колонны значение L0 принимается уже определенным, и длину полуволн для каждой по следующей секции определяем по формуле, м:

    (6.1.23)



где  - растягивающая нагрузка для второй секции бурильной колонны, начиная от нейтрального сечения.



Стрела прогиба бурильной колонны:



Радиус кривизны бурильной колонны:



Крутящий изгибающий момент, кг/м:



Изгибающее напряжение в теле трубы кг/см2:



Амплитуда переменного напряжения, кг/см2:



Проверка на статическую прочность секции бурильной трубы: Вес УБТ в буровом растворе, кг:



Вес двух секций бурильных труб 471 м и 1882 м в буровом растворе, кг:



Растягивающая нагрузка на верхнем сечении бурильных труб, кг



Растягивающее напряжение, кг/мм2:



Крутящий момент на трубах:


Касательное напряжение в верхнем сечении тела трубы, кг/мм2:



Эквивалентное напряжение



Предельно допустимое напряжение трубы марки Д, кг/мм2:


где . Данный коэффициент запаса прочности больше 1,5, что проходит по условиям прочности.
Растягивающее напряжение,

.

Сравниваем его с предельно допустимым растяжением.
Растягивающее напряжение меньше предельно допустимого, следовательно трубы подходят.

6.2 Гидродинамика промывки скважин ПМД

В условиях стесненного кольцевого пространства в скважинах ПМД и значительных репрессиях на забой, необходимо избежать проблем, связанных с гидроразрывом пласта. Для этого был выполнен гидродинамический расчет промывки типовой скважины, приведенный ниже. Основное условие- предотвращение гидроразрыва пласта. А также был выполнен расчет необходимой подачи и давления на различных этапах строительства скважины и определена необходимая гидравлическая мощность насоса.
Найдем значения подачи и давления на насосе на различных этапах строительства скважины.
Подача насоса определяется по выбранной скорости восходящего потока промывочного раствора. Согласно рекомендациям /7/ для эффективной очистки скважины и выноса шлама скорость потока должна соответствовать значению 0,6-0,8 м/с.

6.2.1 Направление диаметром 245 мм, диаметр скважины 295 мм, глубина 30 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с; диаметр скважины D=0,295 м;
диаметр бурильных труб d=0,127 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,108 м;
Площадь кольцевого сечения скважины м2:

     (6.2.1)

0,056;

Необходимая подача промывочной жидкости равна, м3/с:

     (6.2.2)

=0,023;

Давление на насосе равно, МПа:

   (6.2.3)

где рм- потери давления в манифольде;
рбт- потери давления в бурильных трубах;
рд- потери давления на долоте;
ркп- потери давления в кольцевом пространстве.

Потери давления в манифольде = 0,1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:

     (6.2.4)

где  - скорость жидкости в бурильных трубах, м/с:
    (6.2.5)

=2,51;
где  - коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=30 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1140 кг/м3;

Отсюда рбт=2·104 Па.

Перепад давления на долоте рд=0,5 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве:

    (6.2.6)

где - внешний радиус бурильной трубы, =0.0635.

=d/D    (6.2.7)

=0,43;

   (6.2.8)

=14,16;

Отсюда 0,46 МПа ;

Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3), МПа:

1,081;

6.2.2. Кондуктор диаметром 178 мм, диаметр скважины 215 мм, глубина 630 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с;
диаметр скважины D=0,215 м;
диаметр бурильных труб d=0,102 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0852 м.

Площадь кольцевого сечения скважины по формуле (6.2.1) м2:

0,028;

Необходимая подача промывочной жидкости по формуле (6.2.2) равна,м3/с:

=0,0161;

Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:


где - скорость жидкости в бурильных трубах


=2,83 м/с;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=900 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1140 кг/м3.

Отсюда рбт=3.9·105 Па.

Перепад давления на долоте рд=0.5 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве



где - внешний радиус бурильной трубы, =0.0635;

=d/D, =0,474;



=17,68;

Отсюда 5,35·104 Па.
Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3):

6 МПа;

6.2.3 Промежуточная колонна диаметром 127 мм, диаметр скважины 152 мм, глубина 2000 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с;
диаметр скважины D=0,152 м;
диаметр бурильных труб d=0,089 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0703 м;

Площадь кольцевого сечения скважины по формуле (6.2.1), м2:

0.011;

Необходимая подача промывочной жидкости равна по формуле (6.2.2) равна,м3/с:

=0,0136;

Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:



где - скорость жидкости в бурильных трубах м/с:


=3,5;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=2000 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1140 кг/м3.

Отсюда рбт=2.52·106 Па.

Перепад давления на долоте рд=1 МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве



где - внешний радиус бурильной трубы, =0,045;

=d/D, =0,586;



=33,68;

Отсюда 4,91·105 Па ;

Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3):

5,6 МПа;

6.2.4. Эксплуатационная колонна диаметром 89 мм, диаметр скважины 95 мм, глубина 2500 м.

Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с;
диаметр скважины D=0,095 м;
диаметр бурильных труб d=0,089 м;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0703 м.

Площадь кольцевого сечения скважины по формуле (6.2.1), м2:

0.0042;

Необходимая подача промывочной жидкости по формуле (6.2.2) равна,м3/с:

=0,0029;

Потери давления в манифольде = 1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:



где - скорость жидкости в бурильных трубах



=0,75 м/с;

- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-длина скважины, Н=2500 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1100 кг/м3.

Отсюда рбт=0,26·106 Па;

Перепад давления на долоте рд=10 МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве


где - внешний радиус бурильной трубы, =0.045;

=d/D, =0.937;



=78,28;
Отсюда 0,34 МПа ;
Найдем необходимое давление на насосе по формуле (6.2.3)::

11,61 МПа;

Найдем необходимую гидравлическую мощность насоса

    (6.2.9)

34 кВт;

Методика расчета из /7/ и /9/.

Гидродинамика промывки скважины ПМД.
Исходные данные:
плотность бурового раствора ρ=1100 кг/м3;
динамическое напряжение сдвига τ=3 Па;
структурная вязкость η=0,015 Па·с;
динамический коэффициент μ=0,001 Па·с;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0,0703 м;
наружный диаметр бурильных труб d=0,089 м;
диаметр скважины D=0,095 м;
глубина забоя скважины H=2500 м;
Основным условием, которое необходимо соблюдать при промывке скважины- предотвращение гидроразрыва пласта.
Гидродинамическое давление на забой при прямой циркуляции

   (6.2.10)

где  -потери давления в кольцевом пространстве, при Q=0.0029 м3/с

    (6.2.11)

Отсюда =15.13, т.к. , то режим ламинарный, отсюда потери давления в кольцевом пространстве равны




отсюда 78,28, и 0.6 МПа;

Противодавление на устье в кольцевом пространстве =1 МПа;
Отсюда давление на забой равно 33,9 МПа;
Найдем градиент гидроразрыва пласта

    (6.2.12)

где - давление пластовой воды,

    (6.2.13)

отсюда =29.4 МПа;
Горное давление,

    (6.2.14)

плотность горных пород =3500 кг/м3; отсюда =102.9 МПа;
градиент гидроразрыва равен =16170 Па/м;
Условие предупреждения гидроразрыва пород на забое

      (5.14)

=48.5 МПа;
Условие предупреждения гидроразрыва пород на забое выполнено, т.к.

48.5 МПа>33.9 МПа.